根据报告，2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。2022年7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。2022年12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。

从电力消费需求情况来看，2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影响，第二、四季度电力消费增速回落。第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%。第二产业用电量5.70万亿千瓦时，同比增长1.2%。第二产业中，高技术及装备制造业全年用电量同比增长2.8%引人注目。第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%。城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。

从电力生产供应情况来看，截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况进行分析，电力行业绿色低碳转型成效显著。具体表现出以下几个特征：一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。二是全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。三是太阳能发电设备利用小时同比提高56小时，风电、火电、核电、水电同比分别降低9、65、186、194小时。四是跨区输送电量同比增长6.3%，跨省输送电量同比增长4.3%。五是电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%。六是市场交易电量同比增长39.0%。

预计2023年全社会用电量增速6%，全国电力供需总体紧平衡
　　

综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面的因素，中电联预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。

在电力消费方面，中电联2023年预计我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。电力供应方面，在新能源发电快速发展带动下，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。

为确保能源电力安全保供，中电联建议：进一步加大电力燃料供应保障能力，继续加大优质产能释放力度，加快推进2023年电煤中长期合同签订工作，加强电煤产运需之间的衔接配合，保障电煤运输畅通。疏导燃煤发电成本，发挥煤电兜底保供作用。加快推进跨省跨区特高压输电工程规划建设，强化电网骨干网架，加快智能配电网建设，促进新能源就地就近开发利用。强化电力负荷管理，拓展实施能效提升项目，推动消费侧节能降耗提效，引导全社会节约用电。完善电力交易机制和市场价格形成机制，持续优化调整电力供应结构。加快系统应急保障和调节能力建设，加快技术研发和管理创新，推动新型电力系统建设。